四川盆地蜀南地區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組低孔低滲儲層特征及形成機理①

祝海華 鐘大康 李其榮 杜本強 隆 輝 馬彥良 吳連波 姜 楠

(1.中國石油大學(xué)(北京)地球科學(xué)學(xué)院 北京 102249;2.油氣資源與探測國家重點實驗室 北京 102249;3.西南油氣田分公司蜀南氣礦 四川瀘州 646001;4.西南石油大學(xué) 成都 610500)

研究區(qū)地理位置橫跨川南宜賓—江津地區(qū)，構(gòu)造上位于川東南中隆高陡構(gòu)造群西南部，西北為華鎣山大斷裂，東為婁山關(guān)褶皺帶，南至梁董廟構(gòu)造，是川東平行褶皺帶向西南延伸的低緩構(gòu)造群的一部分，面積約10 000 km2(圖1)。研究區(qū)須家河組屬于一套辮狀河三角洲平原沉積［1～4］，其砂體縱向厚度大，橫向分布穩(wěn)定，泥巖發(fā)育少，多以夾層形式出現(xiàn)。巖性以巖屑砂巖、長石巖屑質(zhì)石英砂巖、巖屑質(zhì)石英砂巖為主。前人對須家河組儲層的認(rèn)識多集中于川西地區(qū)，其次為川中地區(qū)，而對蜀南地區(qū)研究少，對須家河組儲層低孔低滲成因、物性控制因素研究程度低。前人的研究普遍認(rèn)為須家河組低孔低滲的主要原因是強烈成巖作用的結(jié)果，尤其是壓實—壓溶作用、膠結(jié)作用影響最大［5～8］。但是目前研究區(qū)須家河組埋深較淺，甚至出露地表，最深才至2 673 m，大部分地區(qū)埋深均小于2 000 m，為什么在較淺埋藏條件下會出現(xiàn)強烈的壓實—壓溶作用，什么因素導(dǎo)致強烈的壓實作用?相對于我國東部、西部其他盆地埋藏更深的碎屑儲層，研究層段物性為何要差許多?構(gòu)造背景、沉積環(huán)境、埋藏過程等其他因素對儲層物性是否有影響?前人的研究幾乎都沒有對這些問題進行深層次的探討。

本文從巖石學(xué)特征出發(fā)，分析儲層的成分和結(jié)構(gòu)特點，進而研究成巖作用特征，分析不同成巖作用所代表的成巖環(huán)境，對孔隙演化的影響，然后確定成巖序列。最后結(jié)合大地構(gòu)造背景、沉積環(huán)境、目的層埋藏過程系統(tǒng)地分析儲層孔隙演化的控制因素，提出研究區(qū)須家河組低孔低滲儲層的形成機理。

1 巖石學(xué)特征

根據(jù)巖芯和薄片觀察，研究區(qū)須家河組儲層為一套中—低成分成熟度和中等結(jié)構(gòu)成熟度的砂巖。巖芯上整體呈現(xiàn)暗灰色，黃褐色，巖屑含量較高。根據(jù)7口井400余張鏡下薄片分析，認(rèn)為儲層總體上以中粒、中細(xì)粒巖屑砂巖為主，以中粒巖屑砂巖最為發(fā)育，其次為中粒長石巖屑質(zhì)石英砂巖、中細(xì)粒巖屑質(zhì)石英砂巖、少量細(xì)粒鈣質(zhì)砂巖以及少量粉砂巖(圖2)。大部分樣品巖屑含量為20% ～40%，而且類型豐富，最常見為泥巖、千枚巖、板巖和石英巖巖屑(圖4a，b)。

圖1 研究區(qū)位置及構(gòu)造綱要圖Fig.1 Location and structural outline map of the study area

根據(jù)鏡下統(tǒng)計，須家河組80%以上是中粒和細(xì)粒砂巖，分選中—低，磨圓度以次棱角狀、次棱角—次圓狀為主，平面上在靠近物源方向的梁董廟地區(qū)分選、磨圓明顯變差，向盆內(nèi)方向分選變好，次棱角—次圓狀顆粒也有所增加。

圖2 須家河組儲層巖石組分三角圖Fig.2 Composition plot of the 4th member of Xujiahe Formation(Q-quartz，F(xiàn)-fledspar，R-lithic)

2 主要成巖作用類型及特點

通過大量的巖石薄片和掃描電鏡分析，認(rèn)為研究區(qū)須家河組在埋藏過程中經(jīng)歷的主要成巖作用包括壓實作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用及交代作用，其中前三種成巖作用對儲層物性影響最大。

圖3 膠結(jié)物占全巖含量的分布比例Fig.3 Distribution of total amount of cement mineral

2.1 壓實作用

研究區(qū)須家河組砂巖在埋藏過程中遭受強烈的壓實作用，顆粒之間以線接觸、凹凸接觸為主。以塑性巖屑壓實變形最為常見，常形成假雜基。石英、巖屑及長石等脆性顆粒常破裂形成粒內(nèi)縫。

2.2 膠結(jié)作用

研究區(qū)須家河組膠結(jié)作用常見，但是膠結(jié)物(硅質(zhì)、鈣質(zhì)及黏土礦物)總含量較少(圖3)，平均為5.8%。膠結(jié)類型包括硅質(zhì)膠結(jié)、碳酸鹽膠結(jié)、黏土膠結(jié)、鐵質(zhì)膠結(jié)。其中硅質(zhì)膠結(jié)最為常見。

圖4 研究區(qū)須家河組典型的成巖現(xiàn)象Fig.4 Typical diagenetic types of Xujiahe Formation in the study area

(1)硅質(zhì)膠結(jié)作用

硅質(zhì)膠結(jié)或者石英次生加大幾乎在所有的鏡下薄片中均有發(fā)育，含量2.0% ～14.3%，平均4.0%，加大級次為Ⅱ-Ⅲ級。

根據(jù)特征可分為壓溶前和壓溶石英次生加大。前者發(fā)生于淺埋期，石英顆粒在未被完全壓實之前發(fā)生次生加大，因此顆粒常呈點—線接觸。而壓溶成因石英次生加大發(fā)生時期較晚，為石英顆粒因壓溶作用發(fā)生溶解、轉(zhuǎn)移、再沉淀而成，此時粒間孔隙基本因壓實作用而消失殆盡，因此顆粒常呈線—凹凸接觸，研究區(qū)的石英加大多為壓溶成因。

(2)碳酸鹽膠結(jié)作用

研究區(qū)碳酸鹽膠結(jié)現(xiàn)象常見，但含量較少，大部分含量小于2.5%，個別可達28%，平均1.6%。膠結(jié)物類型包括方解石膠結(jié)、鐵方解石膠結(jié)和白云石膠結(jié)。早期為基底式方解石膠結(jié)，晚期為孔隙式方解石膠結(jié)、含鐵方解石膠結(jié)和白云石膠結(jié)。根據(jù)鏡下薄片統(tǒng)計，85%的薄片見到了碳酸鹽膠結(jié)，其中14%為基底式膠結(jié)，86%為孔隙式膠結(jié)，這說明大部分的碳酸鹽膠結(jié)發(fā)生于晚期(圖4b)。

垂向上，由砂—泥巖界面向砂巖內(nèi)部，碳酸鹽膠結(jié)逐漸減少，變化規(guī)律明顯。在砂—泥巖界面處常發(fā)生基底式方解石膠結(jié)，發(fā)育巖性為細(xì)粒、中細(xì)粒巖屑砂巖。在砂層內(nèi)部發(fā)育孔隙式碳酸鹽膠結(jié)，發(fā)育巖性以中粒巖屑砂巖為主，但偶爾也見薄層的細(xì)粒巖屑砂巖發(fā)生基底式方解石膠結(jié)。

與石英次生加大對孔隙破壞不同，碳酸鹽膠結(jié)不但會充填原生粒間孔隙，對早期形成的粒內(nèi)溶孔也具有破壞作用，這些早期的溶孔常被碳酸鹽礦物充填殆盡。但由于儲集砂體碳酸鹽膠結(jié)物含量少，因此碳酸鹽膠結(jié)并非破壞孔隙的主要因素。

(3)黏土膠結(jié)作用

須家河組砂巖的黏土膠結(jié)作用中等—弱，根據(jù)X射線衍射分析結(jié)果，黏土礦物含量不超過2.5%，平均含量1.39%(表1)。黏土礦物類型為伊利石和綠泥石膠結(jié)，未見高嶺石。伊利石膠結(jié)物通常呈顆粒包膜或孔隙襯邊形式出現(xiàn)，掃描電鏡下發(fā)育蜂窩狀狀、發(fā)絲狀(圖4d)。綠泥石膠結(jié)物則以孔隙襯邊形式出現(xiàn)(圖4c)，掃描電鏡下呈絨球狀、玫瑰花狀集合體，具有多期生長的特征。

2.3 溶蝕作用

須家河組溶蝕作用總體較弱，溶蝕對象主要以長石和巖屑為主(圖4e，f)，其次是少量雜基及膠結(jié)物，因溶蝕作用而增加的溶蝕孔隙度一般小于3%，但最高也可達5%。根據(jù)溶蝕特征可以識別出早晚兩期的溶蝕作用，其中早期溶蝕作用以原生孔隙作為溶蝕流體通道，形成的粒內(nèi)溶孔多被方解石充填;晚期溶蝕以微裂縫作為通道，溶蝕孔隙未被充填，且常沿微裂縫分布(圖4f)。

3 孔隙類型和物性特征

3.1 孔隙類型

根據(jù)鏡下50塊鑄體薄片觀察，須家河組砂巖孔隙總體不發(fā)育，孔隙類型包括原生粒間孔、雜基微孔、粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔、鑄?？?圖4c，e，f)。由于后期未能發(fā)生大規(guī)模的溶蝕作用，孔隙類型以原生粒間孔為主，其次是粒內(nèi)溶孔和雜基微孔(圖5)。原生粒間孔一般具有綠泥石環(huán)邊，常見少量磁鐵礦充填。粒內(nèi)溶孔多形成于晚期，沿裂縫分布，溶蝕對象為長石和巖屑。受辮狀河水動力條件不穩(wěn)定的影響，須家河組含較多雜基，因此雜基微孔也是重要孔隙類型，但由于孔喉細(xì)小，一般小于0.005 mm，對物性貢獻較小。

3.2 物性特征

根據(jù)2 030個巖芯樣品的孔隙度和滲透率測試數(shù)據(jù)表明:研究區(qū)須家河組砂巖巖芯孔隙度最大為12.5%，最小為0.08%，平均4.64%，大部分集中于2% ～8%(占82%)。滲透率最小0.003×10-3μm2，最大為7.05×10-3μm2，平均0.147 ×10-3μm2。具有明顯的低孔低滲特征。

表1 研究區(qū)部分井砂巖X射線衍射分析黏土礦物含量Table 1 Clay mineral content from the X-ray diffraction analysis in sandstone from wells in the study area

圖5 研究區(qū)儲層孔隙類型及比例Fig.5 Porosity categories and proportion of reservoir in the study area

平面上，研究區(qū)的東南部靠近物源，物性最差，平均孔隙度為1.63%，平均滲透率0.014×10-3μm2，向盆地內(nèi)部，物性變好，平均孔隙度可達8.53%，平均滲透率可達1.65×10-3μm2。

4 儲層物性控制因素和低孔低滲形成機理

儲層的物性受多種因素的影響，包括沉積條件、成巖作用、構(gòu)造運動、油氣充注、異常高壓等，其中沉積條件和成巖作用是最主要的影響因素［9～12］。而不同地區(qū)主控的影響因素也不同，有的主要受沉積條件控制，有的主要受后期成巖作用改造影響［13～15］。

對研究區(qū)須家河組而言，沉積條件和成巖作用對儲層物性都有影響，而成巖作用是造成低孔低滲的主要原因。

不同沉積微相砂體物性有所差異(圖6)。研究區(qū)須家河組砂體主要為辮狀河三角洲平原的主分流河道、次級分流河道及前緣的水下分流河道沉積。根據(jù)鏡下觀察，沉積水動力相對較強的砂體如主河道砂體粒度粗于水動力弱的沉積砂體，分選也較好，因此物性略好。但不同河道砂體物性差別較小，平均孔隙度差異＜1.7%，平均滲透率差異0.1×10-3μm2。這說明原始沉積條件對儲層物性的影響隨著后期的埋藏演化而被削弱。

根據(jù)大量的鏡下觀察，低孔低滲是強烈破壞性成巖作用的結(jié)果，而在破壞性成巖作用中，壓實作用對孔隙的破壞要大于膠結(jié)作用。通過對粒間總孔隙度和膠結(jié)物含量的統(tǒng)計可見所有的樣品都落入強壓實的范圍(圖7)。如果認(rèn)為原始孔隙度45%，壓實作用損失的孔隙度大部分集中于30%～40%。為何在淺埋條件(800～2 000 m)下會出現(xiàn)如此強烈的壓實作用?為何后期溶蝕作用的對儲層的改善不明顯?通過分析認(rèn)為須家河組強烈的成巖作用是大地構(gòu)造背景、沉積環(huán)境、埋藏過程等多方面因素綜合作用的結(jié)果。

4.1 大地構(gòu)造背景控制了沉積環(huán)境和物源特征

區(qū)域構(gòu)造研究表明，三疊紀(jì)晚期，四川盆地的沉積中心位于川西地區(qū)，龍門山活動較強烈，盆地自西向東構(gòu)造活動逐漸減弱［17～23］。研究區(qū)位于四川盆地東南部，須家河組沉積時構(gòu)造相對穩(wěn)定，地勢較為平緩。這種寬緩穩(wěn)定的地質(zhì)條件有利于辮狀河及辮狀河三角洲的發(fā)育。

三疊紀(jì)末期四川盆地剛剛由海變陸，海水自東向西退出盆地［17］，盆地周緣早期沉積的海相地層在抬升后最先出露，為盆地提供了大量的沉積巖巖屑和淺變質(zhì)巖巖屑。根據(jù)鏡下觀察，沉積巖巖屑以泥巖為主，其次是碳酸鹽巖屑和砂巖巖屑;變質(zhì)巖巖屑以變質(zhì)程度較低的千枚巖巖屑為主，其次是中低級變質(zhì)程度的云母石英片巖、片麻巖、變質(zhì)砂巖巖屑，這些巖屑塑性均較強，容易壓實變形。

圖6 不同微相砂巖孔隙度和滲透率特征Fig.6 Physical properties of sandstones from different depositional microfacies

圖7 須家河組壓實作用和膠結(jié)作用對孔隙度損失的比較Fig.7 Comparison of porosity reduction of Xujiahe Formation between compaction and cementation

4.2 辮狀河的沉積特征控制了儲層的組分特征

辮狀河相對近源，水動力不穩(wěn)定，以沉積速率快，側(cè)向改道迅速為特征。因此河道間沉積的泥巖、粉砂巖常因河道改道而被沖蝕，形成大量的撕裂屑，同時也導(dǎo)致砂泥混雜沉積，分異程度差。鏡下觀察，須家河組砂巖中常含較多的網(wǎng)狀充填黏土雜基，含量5.0% ～14.5%，平均7.5%。同時由于相對近源，泥巖、千枚巖等塑性巖屑易被保存下來，含量普遍大于20%。這種雜基含量較高，含大量塑性巖屑的組分特征是導(dǎo)致強烈壓實的原因之一。

4.3 持續(xù)的埋藏最終導(dǎo)致強烈的壓實作用

目前須家河組埋深普遍小于2 000 m，甚至出露地表，但根據(jù)對董11井、董15井、丹淺001-2井地層埋藏史的分析，須家河組在沉積之后發(fā)生了持續(xù)性的埋深，埋深過程一直持續(xù)到白堊紀(jì)末期，新生代以來才開始抬升。以董11井為例(圖8)，在晚三疊世須家河組沉積之后就經(jīng)歷了一期非常短期的約300 m的快速埋藏過程，此后在中侏羅世須家河組開始了長期的持續(xù)性的埋藏過程:前期埋深了930 m，埋藏速率高達51.6 m/Ma;后期埋深了2 790 m，埋藏速率為29.7 m/Ma。持續(xù)性的埋藏不利于形成早期的碳酸鹽膠結(jié)，加之須家河組塑性巖屑和雜基含量高的組分特征最終導(dǎo)致了強烈的壓實作用。因此強烈的壓實對原生孔隙的損失起到了決定性的作用。

4.4 中晚期的膠結(jié)作用導(dǎo)致孔隙繼續(xù)損失

低孔低滲的另一原因是經(jīng)過強烈壓實作用后剩余的原生孔隙又受到石英次生加大和碳酸鹽膠結(jié)作用進一步損失。

石英壓溶作用出現(xiàn)在壓實作用的中后期，溶解硅質(zhì)轉(zhuǎn)移至壓實殘余孔隙中沉淀形成硅質(zhì)膠結(jié)。巖屑砂巖中塑性巖屑、雜基含量較多，壓實之后剩余孔隙損失嚴(yán)重，因此石英次生加大規(guī)模較小。而在巖屑石英砂巖和長石巖屑質(zhì)石英砂巖中由于塑性巖屑含量較少，石英的次生加大發(fā)育。石英次生加大之后，如果還有剩余孔隙，則還可以繼續(xù)發(fā)生碳酸鹽膠結(jié)繼續(xù)充填孔隙(圖4b)?？傮w來看，石英加大對孔隙的進一步破壞要強于碳酸鹽膠結(jié)。

圖8 董11井須家河組埋藏史曲線圖Fig.8 Burial history of the 4th member of Xujiahe Formation of Well Dong11 in the study area

4.5 埋藏后期溶蝕作用弱次生孔隙不發(fā)育

須家河組整體溶蝕作用比較弱，溶蝕孔隙不發(fā)育，導(dǎo)致溶蝕作用弱的原因主要有3點:(1)研究區(qū)遠離沉積中心，缺少溶蝕酸性水;(2)早期致密化嚴(yán)重，流體進入砂巖內(nèi)部困難;(3)缺少可溶組分，早期碳酸鹽膠結(jié)微弱。

區(qū)域位置上，研究區(qū)位于四川盆地南部，遠離須家河組沉積時盆地的沉積中心，加之盆地中部構(gòu)造相對穩(wěn)定，自三疊紀(jì)之后未發(fā)生強烈的構(gòu)造變形，地層平緩，斷裂不發(fā)育［18～24］，因此盆地中心的酸性水很難經(jīng)過長距離橫向運移到達研究區(qū)對目的層段進行溶蝕。

其次，須家河組在早期發(fā)生了持續(xù)快速埋深，加之塑性組分含量多，導(dǎo)致了強烈的壓實作用，壓實剩余孔隙又被之后的石英次生加大所充填，所以埋藏至中晚期時，須家河組儲層已經(jīng)非常致密，有機質(zhì)成熟形成的酸性水很難進入砂巖內(nèi)部進行溶蝕。由于孔滲條件差，即使發(fā)生微弱的溶蝕之后，溶解物質(zhì)也很難被帶出，這就導(dǎo)致了先形成的溶蝕孔隙在后期抬升過程中因流體溫壓條件變化而被再次充填的現(xiàn)象。

缺少可溶組分也是須家河組溶蝕作用弱的另一原因?？扇芪镔|(zhì)如長石顆粒、可溶性巖屑和碳酸鹽膠結(jié)物等是晚期溶蝕作用發(fā)生的物質(zhì)基礎(chǔ)。須家河組碎屑顆粒主要為石英和巖屑，長石含量少，普遍小于5%，巖屑類型多以泥巖、千枚巖等難溶巖屑為主，可溶性的巖屑如火山巖巖屑含量少，此外碳酸鹽膠結(jié)作用較弱，含量少(平均1.6%)，而且多形成于中晚期。這種組分特征不利于溶蝕作用的發(fā)生。

5 結(jié)論

綜上所述，蜀南地區(qū)須家河組低孔低滲砂巖的成因可以歸結(jié)為:在靠近物源而遠離沉積中心的古地理背景下，辮狀河道沉積的須家河組砂巖含有大量的塑性巖屑，加之早期持續(xù)性的埋深導(dǎo)致強烈的機械壓實作用，原生粒間孔隙消失殆盡，殘余原生孔隙又被石英次生加大所占據(jù)。埋藏后期缺乏可溶礦物和溶蝕流體，溶蝕流體難以進入已致密化的砂巖，導(dǎo)致后期溶蝕孔隙不發(fā)育，最終導(dǎo)致須家河組形成低孔低滲砂巖。

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20 童崇光.四川盆地構(gòu)造演化與油氣聚集［M］.北京:地質(zhì)出版社，1994:1-125［Tong Chongguang.Structural Evolution and Hydrocarbon Accumulation in Sichuan Basin［M］.Beijing:Geological Publishing House，1992:19-28］

21 郭正吾，鄧康齡，韓永輝，等.四川盆地形成與演化［M］.北京:地質(zhì)出版社，1996:200［Guo Zhengwu，Deng Kangling，Hang Yonghui，et al.Formation and Evolution of Sichuan Basin［M］.Beijing:Geological Publishing House，1996:200］

22 秦起榮，蘇培東，李樂，等.川中低緩構(gòu)造成因［J］.新疆石油地質(zhì)，2005，26(1):108-111［Qin Qirong，Su Peidong，Li Le，et al.Origin of low structures in central Sichuan Area［J］.Xinjiang Petroleum Geology，2005，26(1):108-111］

23 羅志立.中國西南地區(qū)晚古生代以來地裂運動對石油等礦產(chǎn)的影響［J］.四川地質(zhì)學(xué)報，1981，2(1):1-2［Luo Zhili.Effect of taphrogenesis on the oil and other mineral since Neopaleozoic in the southwest China［J］.Acta Geologica Sichuan，2005，26(1):108-111］

24 張岳橋，董樹文，李建華，等.中生代多向擠壓構(gòu)造作用與四川盆地的形成和改造［J］.中國地質(zhì)，2011，38(2):233-251［Zhang Yueqiao，Dong Shuwen，Li Jianhua，et al.Mesozoic multi-directional compressional tectonics and formation-reformation of Sichuan basin［J］.Geology in China，2011，38(2):233-251］